技术可采储量受到多种因素的制约，它与油（气）藏性质和开发条件密切相关，其计算方法可分为采收率预测法和直接计算法。

采收率预测法。评价钻探及开发初期阶段，由于缺乏足够的开采动态参数，一般都采用简单的经验类比法、岩心分析法、相对渗透率曲线法、相关经验公式法等计算采收率。

各种方法计算采收率后，依据地质储量计算可采储量，其关系式为：

可采储量=地质储量×采收率

根据油藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型的油藏采收率的经验值一般为：

水压驱动30%～50%；

气顶驱动20%～40%；

溶解气驱动10%～20%。

根据气藏采收率经验类比法，国内外不同驱动类型气藏采收率的经验值一般为：

定容消耗式气藏80%～90%；

致密层30%～50%；

水驱气藏45～60%；

消耗式开采凝析气藏40%左右；

注气循环开采凝析气藏65%～85%。

直接计算可采储量法？直接计算可采储量法包括压降法、水驱特征曲线法、递减曲线法、油藏数值模拟法。水驱特征曲线法适用于水驱油藏中、高含水阶段可采储量的计算。递减曲线法适用于处于递减阶段的各种类型油（气）藏，各油（气）藏的综合递减率可根据油（气）藏月生产曲线求取，也可以根据所在油（气）藏的单井月生产曲线求取，但无论哪种求取方法，一定要注意其代表性和可靠性。

这些方法基本上都是建立在生产数据统计的基础上，从已知的规律来推断未来的变化。如水驱特征曲线法就是利用油藏各时间累积产水量和累积产油量建立起来的关系，水驱油藏通常含水超过40%以后会出现直线段，利用这个线性关系，我们就很容易推断到含水98%时或经济极限时可得到的可采储量。递减曲线法也是同样的道理，只要求得到油田的递减率就可以推断出油田枯竭时（经济极限值）的可采储量。油（气）藏数值模拟法计算时必须进行油（气）藏动态历史拟合，使用中应重视油（气）藏模型的代表性和数学模型的选择。油（气）藏数值模拟法计算最为复杂，但它更充分反映了油藏静态的特征和油田动态的变化规律，以严密的理论为依据预测油田的可采储量，在我国油田开发设计和管理中数值模拟计算甚至法定为必不可少的方法。

储量与储量评价

储量是油气项目的价值所在，是企业的有形资产，也是海外油气项目评价的核心内容之一。因此，我们非常有必要对其分类与分级的方法、特别是各级储量的定义有一个比较详细的了解。对我们来说，在海外项目购买与接管时可能会有各种类型的储量数据，有的大有的小。虽然从理论上讲这些数是越大越好，但其可靠程度如何还需要做进一步的储量评价。有的项目有很大的储量数据，但效果和收益并不好甚至是亏损，这是值得注意和深思的，所以我们要在正确地掌握了储量数据的基础上做好整体经济评价，毕竟只有剩余经济可采储量才是最现实的，其它类型的储量只能是从某种意义上反映着项目的后续发展潜力罢了。由于海外项目的合同期有限，一般都不会超过20年，而就在这20年的合作与经营中还要时刻面对各种不确定因素和风险，特别是所在国的政治与经济风险会始终让我们感到如履薄冰，因而在思维上要和国内有所区别。

石油天然气储量的分类与分级

在此油气储量的分类我们采取原始地质储量（OIP）—技术可采储量（Technical Reserves ）—经济可采储量（Economic Reserves ）的分类系统，并把储量分为三级，即证实储量（Proved，P1）、概算储量（Probable，P2）、可能储量（Possible，P3）。各级储量是一个与地质认识、技术和经济条件有关的变数，不同勘探、开发阶段所计算的储量精度不同，因而在进行勘探和开发决策时，要和不同级别的储量相适应，以保证经济效益。

1.1 储量的分类

1.1.1 原始地质储量（OIP）

指所评价油气田在勘探阶段结束时所获得的不同级别的资源量和开发以后新发现的油气资源量，是编制开发方案重要的地质基础，地质储量只有转化为可采储量之后才能体现其经济价值，因此它的分级是偏重于技术性的，它的分级标准符合SPE和WPC标准。

1.1.2 可采储量（Reserves）

是指在现行经济和操作条件下，地质和工程资料表明，在已知的油气藏中、在评价的可采期内可以经济、合理采出的油气总量。是衡量油气田经济价值及生产管理、投资决策的依据，它的分级则更偏重于经济和生产性。P1可采储量（Proved Reserves）分级标准符合SEC标准，P2可采储量（Probable Reserves）及P3可采储量（Possible Reserves）分级标准符合SPE和WPC标准。

可采储量（Reserves）又分为一次可采储量（Primary）和二次可采储量（Secondary）。二次可采储量是由于采取二次采油措施（IOR）之后，使得一次可采储量有可能增加的采油量。为避免分类过于烦琐，采取三次采油措施（EOR方法，如注聚合物、注生化剂、热采等）增加的采油量亦归到二次可采储量。

1.1.3 技术可采储量

未经过经济评价的可采储量均视为技术可采储量（Technical Reserves ），技术可采储量如果不考虑评价期则称为最终可采储量，考虑评价期的技术可采储量称为总可采储量（Gross Reserves），在评价期内经过经济评价的可采储量称为经济可采储量（Economic Reserves ）或称为净可采储量（Net Reserves）。

可采储量的分级与原始地质储量分级原则上是相对应的，但可采储量更强调生产性和经济性， P1的可采储量执行SEC标准比P1的原始地质储量执行SPE和WPC标准更为严格，因此，在P1的原始地质储量的范围内扣除符合SEC标准的P1可采储量外，如果还存在非SEC标准的可采储量（即该地质储量按SPE标准是属于证实储量，但该地质储量乘以采收率得到的可采储量并不符合SEC标准），这部分可采储量降低标准归入P2可采储量，其余执行SPE和WPC标准的P2及P3可采储量与相同级别的地质储量的是对应的。

1.2 各级储量的定义和类型

1.2.1 证实的P1储量的定义

证实储量是已完成有评价探井、测井、岩心、生产测试等资料，储量参数取全或基本取全并被证实了的储量。该储量是编制油（气）田开发方案、进行油（气）田开发建设投资决策和油（气）田开发分析的重要基础。证实储量又分为已开发(Proved Developed)，简称P1的PD储量类型；未开发（Proved Undeveloped），简称P1的PUD储量类型。证实可采储量实际采出的油气量将等于或超过评估值的概率至少有90%。在西方的报告中有时采用P90的写法，这也是一种概率表示，表明储量的的可靠程度要在90%以上。

已开发的证实储量（PD）是指根据开发方案要求已经钻完开发井及已建成地面集输工程的储量。已开发证实的可采储量根据生产情况又分为已生产PDP（Proved Developed Producing）和未生产PDNP (Proved Developed Non producing)的储量。已开发未生产PDNP的储量是指在评估时已射孔但尚未投产井层的储量；由于市场条件或管理要求关掉井层的储量；管外储量，亦即是在现有生产井中可以补孔或重新完井可获得有关层段的可采储量。

未开发PUD的证实储量为已证实尚未动用的储量，在该范围内，尚未完成开发井钻井及开发建设。

1.2.2 证实储量的类型

1) 有商业经济价值的储量。这些储量均已具有实际产量或具结论性的地层测试结果和取全储量参数，经过经济评价认定具有商业经济价值，是当前开发分析和生产管理的依据。

2）经过钻井、测井、地层测试证实具有确定的油-气、油-水界面或油、气底界，以气底圈定的为天然气证实储量。以油顶及油底圈定的为原油证实储量。

3）证实储量面积是以具有实际产量或具结论性的地层测试的生产井为单元计算的，证实的地质储量其探井最大控制密度可允许达到1Km×1Km，证实的PD可采储量单元计算的面积是以该油田正常井距控制的泄油面积确定的。

4）证实的PUD可采储量仅限定在紧密与生产单元周围偏离一个正常井距可钻井控制的泄油面积范围，该控制的范围不会超过确定的油水或油气边界，并保证与生产单元具有生产的连续性，不为岩性或断层所隔断，该范围内一旦钻井应具有商业性产量。

5）经商业性二次采油所获得的附加油量；已经过成功的现场试验，对储层已建立一套操作计划，通过应用该项技术比一次采油能增加的可采储量。按照操作计划已经实施的算入已生产的PD二次采油的附加油量，在每年评估储量时，二次采油的方案虽然已获得批准，但尚未实施或还未见到效果，也只能算入P2的二次采油的附加油量。

影响油田采收率的因素

油气田最终的可采储量与原始地质储量的比值称为采收率。影响采收率的因素很多，总体而言，一是内因，凡属于受油气藏固有的地质特性所影响的因素都是内因；二是外因，凡属于受人对油气藏所采取的开发策略和工艺措施所影响的因素都是外因。内因起主导作用，好油藏总比差油藏采收率高。在开发过程中人对油气藏采用的合适的部署和有效的工艺措施也会使油气藏固有的地质特性得到改造，从而使油气藏的采收率得到提高。

（1）油气藏的内在因素：

-- 油气藏的类型，如构造、断块、岩性和裂缝性油气藏；

-- 储层的孔隙结构，如润湿性、连通性、孔隙度、渗透率及饱和度大小等；

-- 油藏天然能力，如油藏压力水平，有无气顶，边、底水天然能量的活跃程度；

-- 油气性质，如油、气的密度、原油的粘度、气油比、气田的天然气组分和凝析油含量。

（2）油气藏的外在因素：

开发方式的选择，如油田选择消耗方式还是注水或注气方式开采，凝析气藏选择消耗方式还是干气回注方式开采；

井网合理密度及层系合理划分；

钻采工艺技术水平和合适而有效的增产措施，如钻水平井、复杂结构井、酸化、压裂等；

为提高油田采收率所进行的三次采油技术，如注聚合物驱、化学驱、热驱等；

经济合理性，涉及到经济模式、油价、投资成本、操作成本、开采期限、产量经济极限等。